660MW超超臨界新投機組深度調(diào)峰探索及應用

國家電投集團江西電力有限公司分宜發(fā)電廠 衛(wèi) 健 肖嘉鳴

國電投江西電力有限公司分宜發(fā)電廠（以下簡稱“分宜電廠”）#1、#2擴建機組分別于2020年5月29日、8月6日相繼投產(chǎn)，截止2021年3月31日#1、#2機組不斷刷新全國電力行業(yè)同類基建機組168h后在網(wǎng)連運新紀錄。在連運期間，在未經(jīng)協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)優(yōu)化、設備靈活性改造、深度調(diào)峰模擬試驗的前提下#1、#2新投機組積極響應省電網(wǎng)需求，根據(jù)機組自身特點及設備情況通過運行調(diào)整探索不斷打破機組深度調(diào)峰下限，最終在鍋爐干態(tài)的條件下通過高低旁路將負荷最低降至140MW并維持穩(wěn)定運行。本文以660MW超超臨界燃煤火電機組為例，總結深度調(diào)峰經(jīng)驗，探討大型火力發(fā)電機組安全調(diào)峰的運行技術措施。

#1、#2擴建機組鍋爐采用超超臨界參數(shù)變壓直流爐、一次再熱、平衡通風、露天布置、固態(tài)排渣、全鋼構架、切圓燃燒方式、全懸吊結構塔式爐，鍋爐型號為SG-1972/28.25-M6020。鍋爐燃用設計煤種為混煤，中速磨冷一次風正壓直吹式制粉系統(tǒng)，五臺磨運行帶鍋爐BMCR工況、一臺磨備用。燃燒器四角布置，整臺鍋爐沿高度方向燃燒器分成三組，上兩組燃燒器是分離式燃燼風，每組有三層風室；下一組是煤粉燃燒器，六層煤粉噴嘴，共有二十四臺燃燒器噴嘴。

汽機采用上海汽輪機廠和西門子公司聯(lián)合設計制造的M195型超超臨界汽輪機，型號為N660-27/600/610，汽輪機為一次中間再熱、單軸、四缸四排汽、雙背壓、反動式、凝汽式汽輪機。旁路系統(tǒng)采用高、低壓二級串聯(lián)旁路，高壓旁路容量35%BMCR，低壓旁路容量為高旁容量+高旁減溫水容量。

1 準備階段

風險分析：爐內(nèi)燃燒抗干擾性下降。深度調(diào)峰機組電負荷不斷降低，爐內(nèi)燃燒減弱，使燃燒不穩(wěn)定，安全性能得不到足夠的保障；尾部煙道存在二次燃燒的可能。爐內(nèi)燃燒不穩(wěn)，煤粉不易完全燃燒，易在煙道或空預器內(nèi)造成二次燃燒；水冷壁易發(fā)生超溫現(xiàn)象。低負荷時爐管水動力不足，爐內(nèi)火焰充滿度較差導致火焰偏斜，鍋爐壁溫存在超溫的可能；給水流量較低，給水泵上下調(diào)節(jié)裕度不足調(diào)整線性不好，易受變工況干擾，過調(diào)、超調(diào)及異常處理存在較大風險；脫硝入口煙氣溫度過低易造成催化劑不可逆的失活。

值長應及時與當班調(diào)度員溝通，掌握電網(wǎng)信息，根據(jù)電網(wǎng)負荷情況提前做好帶超低負荷的準備工作；深度調(diào)峰前8h值長通知燃運值班人員，機組上煤應嚴格按照調(diào)度單上倉。濕煤嚴禁直接上原煤倉，若火車來煤濕，禁止翻車機直接卸煤上倉。確保A、B、C三臺底層磨上Vdaf≥30%、Qnet≥5200大卡以上低硫煙煤；集控值班員接班后應積極主動了解本班燃用煤種情況，及時跟進煤種調(diào)整好鍋爐燃燒；值長合理安排監(jiān)盤運行人員，分工明確。集控值班員應熟記各負荷狀態(tài)下運行參數(shù)，出現(xiàn)異常應及時進行調(diào)整；值長通知燃運調(diào)整好燃油系統(tǒng)壓力，燃運值班員確保燃油泵運行正常及備用泵能正常投運。

集控值班員需提前完成等離子及油槍試運工作。試驗過程中如發(fā)現(xiàn)設備缺陷，應及時通知檢修處理好，確保油槍與等離子可靠備用；如預計全廠總負荷＜528MW并持續(xù)下降，提前預暖空預器吹灰管道，達到吹灰條件投入空預器連續(xù)吹灰；全廠負荷接帶原則：如預計全廠總負荷≥400MW則#1、2機組平均接帶負荷，如預計總負荷＜400MW則按以下規(guī)定執(zhí)行：一臺機組保持200MW穩(wěn)定運行，另一臺機組做好機組旁路預暖并準備轉(zhuǎn)入濕態(tài)運行。如遇極低負荷SCR入口煙溫長時間（超過2h）低于300℃，則保留一臺機組接帶全部負荷，另一臺機組向調(diào)度申請調(diào)停。

2 降負荷步驟及措施

2.1 單機負荷降至297MW

受低負荷區(qū)間磨煤機啟動允許點火能量限制，值長根據(jù)負荷及調(diào)峰計劃在中班提前做好磨煤機的倒換，減少低負荷的啟停及倒換磨組操作，保證調(diào)峰期間A、B、C下三層磨組運行。若發(fā)生磨煤機故障需要進行倒磨，低負荷期間采用先停后啟磨煤機的方式進行倒換；機組負荷低于297MW，維持下三層磨煤機運行，并將D磨處于熱備用狀態(tài)；停運第四臺磨煤機前投入A磨煤機運行，檢查爐前燃油正常備用。等離子裝置投運后，調(diào)整A磨煤機給煤量盡可能不低于35t/h，降低分離器轉(zhuǎn)速至30%，加強等離子壁溫、風速、火檢信號及火焰強度的監(jiān)視，就地檢查確認無異常。

降負荷速率不宜過快，當機組負荷降至297MW時應將負荷率設為5MW/min（燃料主控在自動狀態(tài)時負荷率設置仍有效），防止發(fā)生省煤器汽化，如發(fā)生省煤器汽化應通過增加主汽壓力偏置、降低主汽溫設定值來消除；機組降負荷過程中，應根據(jù)機組負荷及時調(diào)節(jié)軸封母管壓力，確保軸封母管壓力＞3.5kPa，同時監(jiān)視A、B低壓缸軸封體金屬溫度均始終高于190℃，以防低壓缸軸封體金屬溫度下降造成汽輪機低壓缸兩端軸承（#5、#6、#7、#8）振動增大，導致機組發(fā)生不安全事件。

2.2 單機負荷降至260MW

機組降負荷時應采用CCS協(xié)調(diào)運行方式，當負荷低于260MW時，應手動退出CCS協(xié)調(diào)，機組進入TF控制模式，由鍋爐主控手動加減負荷；投入空預器連續(xù)吹灰，空預器扇行板應切手動控制并提升至上限位，并監(jiān)視空預器電流在正常范圍內(nèi)；加強對汽泵組的運行監(jiān)視與調(diào)節(jié)，防止汽泵再循環(huán)自動開啟后給水流量波動過大。退出汽泵再循環(huán)調(diào)門自動，手動開啟保證給水流量穩(wěn)定，維持前置泵出口流量在750～800t/h；負荷降至240MW，除氧器水位調(diào)節(jié)閥旁路閥自動關閉，注意除氧器水位和凝結水母管壓力自動調(diào)節(jié)正常；機組低負荷運行期間，當班值長應安排專人監(jiān)視給水系統(tǒng)、SCR脫硝NOx及水解系統(tǒng)，調(diào)整電除塵系統(tǒng)運行方式。

2.3 單機負荷降至200MW

維持A、B、C下三層磨煤機運行，控制總煤量≮58t/h，視燃燒情況投退油槍；單機負荷＞200MW時仍保證鍋爐干態(tài)運行，密切監(jiān)視主給水流量在580～600t/h，過熱度維持在40℃以上，防止分離器滿水造成低溫現(xiàn)象；檢查輔汽母管壓力正常，開啟輔聯(lián)本體疏水1至2圈，此冷再至輔汽調(diào)門正常開大，確保輔汽各用戶正常；由于給水流量較低，給水泵再循環(huán)調(diào)閥開度已較大，此時將汽泵再循環(huán)調(diào)閥手動全開。

低負荷運行時汽動給水泵，排氣溫度升高至報警值時檢查小機排汽缸噴水減溫閥是否自動開啟，投入減溫水時應及時開啟小機本體疏水；確認汽輪機軸封系統(tǒng)自動投入正常，適當上調(diào)軸封母管壓力（增加1kPa），加強對低壓汽封體溫度、大機軸振、油溫和凝汽器真空的監(jiān)視。輔汽供軸封管道提前預暖，以防輔汽供軸封時軸封母管溫度驟降。

2.4 單機負荷降至150MW

提前對高低旁路進行暖管，通過高低旁控制機組負荷。開旁路前應將對應減溫水投入自動且高低旁開度不宜過大，高旁開度≯15%、低旁開度≯45%，高低旁開啟過程以高旁開度：雙側低旁開度＝1：3左右比例逐步開啟，在開高低旁過程加強監(jiān)視高壓缸12級后蒸汽溫、輔聯(lián)壓力及溫度、小機進汽、軸封壓力、水解器蒸汽等參數(shù)監(jiān)視，發(fā)現(xiàn)異常及時調(diào)整；單機負荷降至150MW，應將其廠用電切換為高備變供（干濕態(tài)轉(zhuǎn)換前切換）；降負荷過程中觀察汽輪機高壓調(diào)門開度變化情況，若調(diào)門卡澀可退出汽機主控自動。

加強高、低加系統(tǒng)的運行監(jiān)視，檢查凝汽器疏擴溫度正常。若#7低加水位低，低加疏水泵氣蝕，應及時停運疏水泵；單機負荷＞150MW時仍保證鍋爐干態(tài)運行，密切監(jiān)視主給水流量在570～580t/h，過熱度維持在20℃以上，防止分離器滿水造成低溫現(xiàn)象；注意鍋爐水冷壁管壁溫度情況，如接近報警值，則通過適當降低燃料量、增加給水量等方法降低中間點過熱度和主汽溫運行；加熱器危急疏水開啟后，檢查凝汽器疏擴減溫水自動開啟。

2.5 單機負荷降至120MW

停運C磨煤機，保持C磨煤機熱備用狀態(tài)；逐步降低分離器過熱度，機組轉(zhuǎn)入濕態(tài)運行；注意調(diào)整分離器貯水箱水位，調(diào)整給水旁路控制給水流量，控制分離器貯水箱水位緩慢上升至正常水位，保證給水流量、貯水箱水位穩(wěn)定。集水箱疏水至凝汽器回收，開啟集水箱疏水至凝汽器調(diào)門注意機組真空，真空下降過快及時關閉該調(diào)門；控制給水流量在580t/h左右，監(jiān)視鍋爐管壁溫度不超溫；保證A磨煤量在30～35t/h，B磨接帶剩余煤量；汽輪機本體疏水開啟后，視疏水閥后溫度及時關閉；視汽輪機本體振動、脹差及鍋爐脫硝情況（脫硝出口煙氣溫度低于280℃），若機組無法維持運行，應及時向中調(diào)申請停機調(diào)峰。

3 調(diào)峰過程中注意事項

根據(jù)入爐煤質(zhì)及機組負荷情況及時對一、二次風量、風壓、二次風門開度、燃盡風開度及一、二次風配比進行調(diào)整，組織爐內(nèi)良好的燃燒工況，使火焰中心位置合適。通過火焰電視時刻關注爐內(nèi)火焰燃燒情況。降負荷過程發(fā)現(xiàn)火檢強度減弱或波動、爐膛負壓波動超過±300Pa等燃燒不穩(wěn)現(xiàn)象及時投油助燃；給水系統(tǒng)專人監(jiān)盤、專人調(diào)整。給水流量低于700t/h，逐步手動開啟汽泵再循環(huán)直至全開；機組負荷低于190MW，給水由主路切至30%旁路運行。汽泵轉(zhuǎn)速低至3050rpm切除中間點溫度控制、給水主控、汽泵控制自動狀態(tài)，由30%旁路調(diào)閥控制給水流量，控制給水流量不低于580t/h。

如機組負荷＜200MW則機組進入濕態(tài)運行的臨界區(qū)，應提前將左右側361閥前電動門開啟，檢查集水箱疏水泵及集水箱至凝汽器啟動疏水系統(tǒng)正常備用。視電網(wǎng)預計最低負荷及負荷接帶時間考慮采用高低旁控制降負荷或?qū)C組進行干濕態(tài)轉(zhuǎn)換；機組汽溫控制要求：主汽溫度132～150MW控制在480～500℃，150MW～210MW控制在500～550℃，210MW～300MW控制在550～580℃，再熱汽溫應與主汽溫度同步下降，控制主再熱汽溫偏差＜20℃。

在低負荷運行期間應加強監(jiān)視汽輪機熱應力、軸向位移、軸承振動、瓦振、軸瓦金屬溫度、軸封溫度等相關參數(shù)，確保以上參數(shù)在正常范圍內(nèi)，如出現(xiàn)異常及時匯報，并中止快速降負荷；機組低負荷運行，運行人員應及時增大二次風暖風器出力提高排煙溫度，保證空預器冷端平均溫度不低于140℃，并盡可能提高二次風入口風溫；機組低負荷時，汽水取樣系統(tǒng)存在水樣流量低壓力小的情況，為保證水質(zhì)在線監(jiān)測系統(tǒng)正常運行，應時刻注意水汽指標，及時調(diào)整在線儀表流量計，保證在線表正常運行、指標顯示可靠。同時應密切關注各水質(zhì)PH情況，跟蹤調(diào)節(jié)加氨泵運行。

機組低負荷期間，發(fā)電機進相運行時，運行人員應加強發(fā)電機端部溫度、220kV系統(tǒng)電壓、6kV廠用電壓以及AVC系統(tǒng)的監(jiān)視，特別注意：機組有功負荷低于150MW時檢查兩臺機組AVC系統(tǒng)是否同時閉鎖，若同時閉鎖及時申請退出AVC系統(tǒng)；運行人員加強220kV系統(tǒng)的監(jiān)視，維持在220kV系統(tǒng)在225～231kV，6kV廠用電壓在5.95～6.35kV之間，禁止設備過電壓運行；運行機組6kV工作段母線電壓低于5.95kV時應迅速申請調(diào)度退出機組AVC；機組低負荷運行時注意監(jiān)視PSS系統(tǒng)運行狀況；機組AVC投入且處于進相運行狀態(tài)，有功負荷低于297MW時，加強對380V電氣系統(tǒng)母線電壓進行檢查，避免母線電壓過低引起轉(zhuǎn)機跳閘；啟動轉(zhuǎn)機時避免拉低母線電壓引起轉(zhuǎn)機跳閘。

綜上，#1、#2機組經(jīng)過多次調(diào)峰探索實踐，根據(jù)機組自身特點總結摸索出一套逐步成熟的深度調(diào)峰技術措施。在電網(wǎng)要求機組電負荷降至超低負荷（200MW以下）時穩(wěn)定鍋爐熱負荷在最低穩(wěn)燃臨界區(qū)，保持鍋爐仍在干態(tài)運行，通過開啟高低旁路逐漸降低電負荷滿足調(diào)峰要求。綜合考慮目前本文所敘述的深度調(diào)峰運行技術措施有能力保證機組安全穩(wěn)定工作，沒有出現(xiàn)設備和機組故障停運現(xiàn)象，值得進一步探索和研究。